中国石油天然气集团公司钻井液技术规范样本.doc

中国石油天然气集团企业钻井液技术规范

第一章 总 则
第一条 钻井液技术是钻井技术关键组成部分，直接关系到钻探工程成败和效益。为提升钻井液技术和管理水平，保障钻井工程安全和质量，满足勘探开发需要，特制订本规范。
第二条 本规范关键内容包含：钻井液设计，现场作业，油气储层保护，钻井液循环、固控和除气设备，泡沫钻井流体，井下复杂预防和处理，钻井液废弃物处理和环境保护，钻井液原材料和处理剂质量控制和管理，钻井液资料管理等。
第三条 本规范适适用于中国石油天然气集团企业所属相关单位钻井液技术管理。
第二章 钻井液设计
第一节 设计关键依据和内容
第四条 钻井液设计是钻井工程设计关键组成部分，关键依据包含但不限于以下几方面：
1. 以钻井地质设计、钻井工程设计及其它相关资料为基础，依据相关技术规范、要求和标准进行钻井液设计。
2. 钻井液设计应在分析影响钻探作业安全、质量和效益等原因基础上，制订对应钻井液技术方法。关键有：地层岩性、地层应力、地层岩石理化性能、地层流体、地层压力剖面（孔隙压力、坍塌压力和破裂压力）、地温梯度等信息；储层保护要求；本区块或相邻区块已完成井井下复杂情况和钻井液应用情况；地质目标和钻井工程对钻井液作业要求；适用钻井液新技术、新工艺；国家和施工地域相关环境保护方面要求和要求。
第五条 钻井液设计内容关键包含：邻井复杂情况分析和本井复杂情况估计；分段钻井液类型及关键性能参数；分段钻井液基础配方、钻井液消耗量估计、配制和维护处理；储层保护对钻井液要求；固控设备配置和使用要求；钻井液仪器、设备配置要求；分段钻井液材料计划及成本估计；井场应急材料和压井液贮备要求；井下复杂情况预防和处理；钻井液HSE管理要求。
第二节 钻井液体系选择
第六条 钻井液体系选择应遵照以下标准：满足地质目标和钻井工程需要；含有很好储层保护效果；含有很好经济性；低毒低腐蚀性。
第七条 不一样地层钻井液类型选择
1. 在表层钻进时，宜选择较高粘度和切力钻井液。
2. 在砂泥岩地层钻进时，宜选择低固相或无固相聚合物钻井液；在易水化膨胀坍塌泥页岩地层钻进时，宜选择钾盐聚合物等含有较强抑制性钻井液。
3. 在地层破裂压力较低易漏地层钻进时，宜选择充气、泡沫、水包油等密度较低钻井液；在不含硫和二氧化碳易漏地层钻进时，也可采取气体钻井。
4. 在大段含盐、膏地层钻进时，依据地层含盐量和井底温度情况，宜选择过饱和、饱和或欠饱和盐水聚合物等钻井液，也可选择油基钻井液。
5. 在高温高压深井段钻进时，宜选择以磺化类抗高温处理剂为主处理剂抗高温、固相容量大水基钻井液，也可选择油基钻井液。
6. 在储层钻进时，宜选择强抑制性聚合物钻井液、无固相聚合物钻井液、可循环微泡沫钻井液或油基钻井液等，并严格控制钻井液高温高压滤失量。
第三节 钻井液性能设计项目
第八条 水基钻井液性能参数设计应包含下表所列项目。
表1 水基钻井液设计性能参数项目表
项 目
一开
二开
三开
四开
五开
密度（g/cm3）
√
√
√
√
√
漏斗粘度（s）
√
√
√
√
√
塑性粘度（ mPa.s）
—
√
√
√
√
动切力（Pa）
—
√
√
√
√
静切力 10s/10min （Pa）
—
√
√
√
√
API滤失量（mL/30min）
—
√
√
√
√
泥饼（mm）
—
√
√
√
√
pH值
√
√
√
√
√
高温高压滤失量
(井底温度,3.5MPa,mL/30min)
井深大于4000米或井温达成100℃以上时应设计，也可依据作业井实际需要确定设计井段。
泥饼（mm）
—
√
√
√
√
泥饼粘附系数
—
√
√
√
√
亚甲基蓝膨润土含量（g/L）
—
√
√
√
√
固相含量（体积%）
—
√
√
√
√
油含量（体积%）
依据所钻地层特征和所选钻井液类型确定。
含砂量 （体积%）
—
√
√
√
√
流性指数（n）
—
√
√
√
√
稠度系数（k，Pa·Sn）
—
√
√
√
√
[K+]（mg/L钾盐体系适用）
—
√
√
√
√
[Ca2+]（mg/L）
—
√
√
√
√
[CL-]（mg/L）
—
√
√
√
√
注：“√”为必选内容，“—”为可选内容。
第九条 油基钻井液性能参数设计应包含下表所列项目。
表2 油基钻井液设计性能参数项目表
项 目
一开
二开
三开
四开
五开
密度（g/cm3）
√
√
√
√
√
漏斗粘度（s）
√
√
√
√
√
塑性粘度（mPa.s）
—
√
√
√
√
动切力 （Pa）
—
√
√
√
√
静切力10s/10min Pa）
—
√
√
√
√
HTHP 滤失量（井下温度,3.5MPa, mL/30min）
√
√
√
√
√
泥饼（mm）
—
√
√
√
√
石灰碱度（mL）
√
√
√
√
√
破乳电压（V）
√
√
√
√
√
水相盐浓度
√
√
√
√
√
固相含量（体积%）
—
√
√
√
√
水（体积%）
√
√
√
√
√
油（体积%）
√
√
√
√
√
含砂量（体积%）
—
√
√
√
√
注：“√”为必选内容，“—”为可选内容。
第四节 水基钻井液关键性能参数设计

第十条 密 度
1．钻井液密度设计应以裸眼井段地层最高孔隙压力为基准，再增加一个安全附加值。油井附加值：0.05～0.1g/cm3或1.5～3.5MPa；气井附加值：0.07～0.15g/cm3或3.0～5.0MPa。
2．在保持井眼稳定、安全钻进前提下，钻井液密度安全附加值宜采取低限；对高压水层、盐膏层等特殊复杂地层及塑性地层，宜采取密度附加值高限。
3．在塑性地层钻进时，依据上覆岩层压力值，确定合理钻井液密度。
第十一条 抑制性
依据地层理化特征确定钻井液类型，以钻井液抑制性室内评价结果为依据，确定钻井液配方中钻井液抑制剂种类和加量。水基钻井液抑制性评价推荐方法见附录1。
第十二条 流变性
1．依据钻井液体系、环空返速、地层岩性和钻速等原因，确定钻井液粘度和动切力。
2．在确保井眼清洁前提下，宜选择较低粘切值。
3．钻速快造成环空当量密度增加时，宜合适提升钻井液粘度和动切力。
4. 在造斜段和水平段钻进时，宜保持钻井液较高动切力和较高低转速（3rpm和6rpm）读值。
第十三条 滤失量
1．从地层岩性、地层稳定性、钻井液抑制性和是否为储层等原因综合考虑，合理控制钻井液滤失量。
2．在高渗透性砂泥岩地层、易水化坍塌泥岩地层采取水基钻井液钻进时，钻井液API滤失量宜控制在5mL以内。
3．在水化膨胀率小、渗透性低、井壁稳定性好非油气储层段采取水基钻井液钻进时，可依据井下情况合适放宽API滤失量。
4．高温高压深井段施工中，在较稳定非油气储层段钻进时，高温高压滤失量宜小于25mL；在井壁不稳定井段和油气储层段钻进时，高温高压滤失量宜控制在15mL以内。
5．在非油气储层段采取强抑制性钻井液钻进时，可依据井下情况合适放宽钻井液高温高压滤失量。
第十四条 固相含量
1. 应最大程度地降低钻井液劣质固相含量。低固相钻井液劣质固相含量宜控制在2%（体积百分数）以内；钻井液含砂量宜控制在0.5%（体积百分数）以内。
2. 在储层井段钻进时，含砂量宜控制在0.2%（体积百分数）以内。
第十五条 碱 度
1．不分散型钻井液pH值宜控制在7.5～8.5；分散型钻井液pH值宜控制在8～10；钙处理钻井液pH值宜控制在9.5～11；硅酸盐钻井液pH值宜控制在11以上。
2. 在含二氧化碳气体地层钻进时，钻井液pH值宜控制在9.5以上，含硫化氢气体地层钻进时，钻井液pH值宜控制在10～11。
3. 水基钻井液滤液酚酞碱度（Pf）宜控制在1.3～1.5mL。饱和盐水钻井液滤液酚酞碱度（Pf）宜控制在1mL；海水钻井液滤液酚酞碱度（Pf）宜控制在1.3～1.5mL。深井抗高温钻井液滤液甲基橙碱度（Mf）和滤液酚酞碱度之比值（Mf/Pf）宜控制在3以内，不宜超出5。
第十六条 水基钻井液抗盐、钙（镁）污染和抗温能力
1. 在含盐、膏地层和存在高压盐水地层钻进时，应依据钻井液抗盐、钙（镁）污染能力评价结果，作为确定钻井液类型和配方关键依据。
2．在高温高压深井段钻进时，应依据钻井液抗温能力评价结果，作为确定钻井液类型和配方关键依据。
3．水基钻井液抑制性、抗盐、钙（镁）污染和抗温能力评价推荐方法详见附录1。
第五节 油基钻井液基油选择和关键性能参数设计
第十七条 基油选择
1. 宜选择芳香烃含量较低、粘度适中矿物油作基油，如柴油、白油等。
2. 选择柴油作基油时，闪点和燃点应分别在82℃和93℃以上，苯胺点应在60℃以上。
第十八条 油水比选择
应综合考虑钻井液保护储层要求和成本原因，选择合理油基钻井液油水比或全油基钻井液。
第十九条 水相活度控制
1. 油包水乳化钻井液宜使用盐水作为内相，调整钻井液水相活度和地层水活度相当。
2. 依据钻井液水相活度控制要求、各类盐调整水活度能力和所需盐类供给情况等原因选择盐类型和浓度。饱和氯化钠盐水可控制最低水相活度为0.75以下；饱和氯化钙盐水可控制最低水相活度在0.4以下。
第二十条 破乳电压
1. 油基钻井液破乳电压是乳化体系稳定性关键参考指标,破乳电压越高，乳状液越稳定。
2. 油包水乳化钻井液破乳电压应在400v以上，含水量小于3%全油基钻井液破乳电压应在v以上。
第二十一条 密 度
根据本规范第十条实施。
第六节 油气层保护设计
第二十二条 保护油气层设计依据关键有：储层岩石矿物组成和含量；关键储集空间特征（储层岩石胶结类型、孔隙连通特征，孔喉大小、形态和分布，裂隙发育程度），孔隙度、渗透率、饱和度等参数，储层孔隙压力、破裂压力、地应力、地层温度和地层水分析数据，速敏、水敏、盐敏、酸敏、碱敏、应力敏感性等评价数据。
第二十三条 依据油气储层不一样特点和完井方法，采取合理储层保护技术方法。
第二十四条 储层保护材料和加重材料应尽可能选择可酸溶、油溶或采取其它方法可解堵材料。
第二十五条 储层钻进时，应尽可能降低钻井液固相含量，严格控制钻井液滤失量和，改善泥饼质量。API滤失量宜小于5mL，高温高压滤失量宜小于15mL。
第二十六条 钻井液碱度、滤液矿化度和溶解离子类型应和地层含有很好配伍性，避免造成储层碱敏、盐敏和产生盐垢损害。
第二十七条 根据SY/T 6540《钻井液完井液损害油层室内评价方法》进行钻完井液储层损害室内评价。
第七节 钻井液原材料和处理剂
第二十八条 钻井液原材料和处理剂应含有符合通用规范要求技术文件（Specifications）和安全技术文件（MSDS）。
第二十九条 钻井液原材料和处理剂应满足地质录井特殊要求。
第三十条作业所在国家和地域法律法规明令严禁有毒、有害材料不应设计使用。
第三十一条在满足作业需要前提下，应选择性价比较高钻井液原材料和处理剂。
第八节 钻井液设计管理
第三十二条 钻井液设计应由含有对应钻井工程设计资质单位负担，设计审批应参考中油工程字【】274号《中国石油天然气集团企业相关深入加强井控工作实施意见》中相关要求实施。
第三十三条 钻井液作业应严格按设计实施。
第三十四条 需变更钻井液设计时，应按原设计审批程序办理设计修改或制订补充设计。
第三章 钻井液现场作业
第一节 施工准备
第三十五条 钻井液现场作业人员应含有对应岗位资格，熟悉施工井地质设计和钻井工程设计，掌握钻井液设计，并向其它现场作业人员进行钻井液技术交底。
第三十六条 钻井液循环系统、固控和除气设备应按SY/T 6223《钻井液净化设备配套、安装、使用和维护》相关要求进行配置和安装。
第三十七条 钻井液试验仪器、设备和试剂配置和钻井液性能检测应根据GB/T 16783《钻井液现场测试》相关要求实施。
第三十八条 钻井液原材料和处理剂应按时到位，分类摆放，标示清楚，含有腐蚀性等对人体有害处理剂要有标识，现场储放应满足“防雨、防潮、防晒、防冻”要求。
第二节 预水化膨润土浆和处理剂胶液配制
第三十九条 分析作业现场钻井液用水矿化度，依据需要在配浆、配液前对钻井液用水进行软化处理。
第四十条 预水化膨润土浆配制
1. 在专用配浆罐中加入60～80%（体积百分数）水。
2. 按配方要求向配浆罐中依次加入所需烧碱、纯碱，搅拌溶解15分钟后，使用剪切泵加入所需膨润土粉。
3. 配制完成后应连续搅拌水化16h以上。预水化膨润土浆粘度宜控制在120s以上。
第四十一条 钻井液处理剂胶液配制
1. 在处理剂胶液配制罐中加入80～90%（体积百分数）水。
2. 使用剪切泵均匀加入计算量处理剂，保持搅拌直到充足水化溶解。
第三节 淡水钻井液配制
第四十二条 按第四十条、第四十一条方法，分别配好预水化膨润土浆和钻井液处理剂胶液，按配方混合并搅拌循环均匀。
第四十三条 检测钻井液性能，依据需要补充预水化膨润土浆和钻井液处理剂胶液，调整钻井液性能至设计范围内。
第四节 盐水钻井液配制
第四十四条 配制方法之一
1. 按第四十条、第四十一条方法，准备好预水化膨润土浆（或在用钻井液）和钻井液处理剂胶液，将预水化膨润土浆（或在用钻井液）和配制处理剂胶液按配方混合，搅拌均匀，保持钻井液膨润土含量（MBT值）在设计低限。预水化膨润土浆应采取抗盐土配制。
2．经加料漏斗均匀加入氯化钠或氯化钾干粉。粘度切力升高时，可降低加入速度，保持搅拌循环，也可加入降粘剂调整钻井液粘度和切力。
3．检测钻井液性能，依据需要补充预水化膨润土浆和钻井液处理剂胶液，调整钻井液性能至设计范围内。
4．若采取在用钻井液配制盐水钻井液，应先加强钻井液净化并调整钻井液膨润土含量（MBT值）在盐水钻井液配方设计低限值。
第四十五条 配制方法之二
1．依据钻井液矿化度和所需钻井液总体积，计算出所需氯化钠或氯化钾干粉、烧碱、纯碱、膨润土粉和其它处理剂加量。
2．按计算浓度和体积分别在不一样专用配制罐中完成所需盐水、预水化膨润土浆和处理剂胶液。
3．将预水化膨润土浆缓慢均匀加入盐水中，同时按百分比加入处理剂胶液，保持搅拌，混合均匀后继续搅拌或循环最少2小时以上。
4．检测钻井液性能，依据需要加入处理剂胶液，调整钻井液性能至设计范围内。
第五节 水包油乳化钻井液配制
第四十六条 水包油乳化钻井液可使用水或处理剂胶液作为外相，也可使用预水化膨润土浆或水基钻井液作为外相。
第四十七条 向外相流体中加入流型调整剂、降滤失剂、乳化剂搅拌循环均匀后，根据设计百分比混入矿物油（柴油、原油等），并循环搅拌均匀。
第四十八条 调整钻井液性能至设计范围内。
第六节 油基钻井液配制
第四十九条 油包水乳化钻井液配制
1. 按配方计算和准备配制钻井液所需材料：油，水，氯化钙干粉，乳化剂，生石灰，降滤失剂，有机土等。
2．按配方百分比在配制罐中加入所需油、水。在搅拌和循环条件下，用加料系统向配制罐中依次缓慢加入氯化钙干粉、乳化剂、有机土、降滤失剂、生石灰，加完后应继续搅拌2h以上至混合均匀。
3．缓慢、均匀加重，密度达成配方要求后应继续搅拌2h，然后测定性能。
4. 检测钻井液性能，加入处理剂胶液调整钻井液性能至设计范围内。
第五十条 全油基钻井液配制
1. 在配制罐中加入所需油，保持搅拌和循环，按配方依次加入有机土、乳化剂、降滤失剂、生石灰等，加完后应继续搅拌2h以上至混合均匀。
2. 加重按第四十九条第三款实施。
3. 检测钻井液性能，加入处理剂或处理剂胶液调整钻井液性能至设计范围内。
第七节 钻井液性能检测
第五十一条 根据GB/T 16783《水基钻井液现场测试程序》和GB/T 16782《油基钻井液现场测试程序》进行现场钻井液性能检测。
第五十二条 正常钻进时，每1h检测一次钻井液密度和漏斗粘度，4～8h检测一次中压滤失量和泥饼质量，每12h检测一次钻井液全套常规性能；采取盐水钻井液钻进或含盐地层钻进时，每24h检测一次钻井液滤液氯、钙、钾离子浓度（钾离子浓度测定仅针对钾盐钻井液体系）。特殊情况下，应加密检测。
第五十三条 钻开油、气、水层，应严格根据井控相关要求，加密测量钻井液密度，监测油、气、水后效。
第五十四条 井底温度（T底）大于100℃时， 每24h检测一次钻井液高温高压滤失性能，特殊情况下，须加密测量。井底温度（T底）和井底循环温度（T循）确定方法以下：
1. T底应以实测为主，也可选择地温梯度法进行估计：
T底（℃）=地面平均温度（℃）+［地温梯度（℃/m）×垂直井深（m）］
其中，地面平均温度为地表以下100m处恒温层温度。
2. T循可采取以下经验推算法：
T循（℃）＝T出（℃）+垂直井深（m）/168。其中，T出为2 个循环周后钻井液出口温度。
第五十五条 油基钻井液每12h检测一次全套性能。每次处理钻井液后，应检测电稳定性和高温高压滤失量。
第五十六条 定时搅拌、循环贮备加重钻井液，检测并维护钻井液性能，保持贮备钻井液良好流动性和沉降稳定性。
第八节 现场检测仪器和设备
第五十七条 现场钻井液试验检测仪器、设备和试剂，应按下表要求进行配置。
表3 现场钻井液检测仪器和设备基础配置表
序号
仪器设备名称
作业井深（米）
备 注
≤
～4500
≥4500
1
密度计(量程＜2.0g/cm3)(台)

2
2
2

密度计(量程＜3.0 g/cm3)(台)
2
2
2
超高密度井
2
漏斗粘度计（台）
2
2
2

3
六速旋转粘度计（台）
1
1
1

4
API失水仪（套）
1
1
1

5
固相含量测定仪（台）
1
1
1

6
含砂量测定仪（套）
1
1
1

7
pH计/试纸（套）
1
1
1

8
高温高压失水仪（套）
1
1
1

9
泥饼粘附系数测定仪（套）
1
1
1
定向井和水平井
10
小型滚子加热炉（台）

1
不少于2个老化罐
11
膨润土含量测定装置、试剂（套）
1
1
1

12
钙、镁、氯离子、碱度分析装置、试剂（套）
1
1
1

13
钾离子分析装置、试剂（套）
1
1
1
用于钾盐钻井液
14
秒表（个）
2
2
2

15
mL钻井液杯（个）
1
2
2～4
搪瓷或不锈钢
16
电动搅拌机（40～60W）（台）
1
1
2

17
高速搅拌器（套）
1
1
2

18
电加热器（220V 1000W）（个）
1
1
1

19
氮气瓶（个）
1
1
1

20
破乳电压仪（台）
1
1
1
油基钻井液
21
电子天平（0.1克）（台）
1
1
1

22
计算机（台）
1
1
1

打印机（台）
1
1
1

第五十八条 钻井液测量仪器应按要求定时校验，并建立测量仪器检验校核档案。校验不合格仪器不能使用。
第五十九条 化学分析试剂应在使用期内。
第九节 现场钻井液维护和处理基础标准
第六十条 应依据钻井液性能检测结果及井下情况，立即对钻井液进行维护处理，满足钻井作业需要。
第六十一条 钻井液处理应遵照均匀、稳定标准。宜在套管或稳定井段内，对钻井液实施体系转换或大型处理。实施前应做小型试验，避免处理不妥造成井下复杂或成本上升。
第六十二条 钻进过程中，应按钻井液配方立即补充处理剂，确保钻井液中处理剂浓度和配比。水基钻井液中所使用聚合物等不易溶解物质应提前配制成胶液，充足溶解后使用。
第六十三条 提升固控设备（振动筛、除砂器、除泥器或清洁器、离心机）使用率，降低钻井液劣质固相累积。
第六十四条 使用油基钻井液时，应预防雨水、冲洗设备水等外来水进入钻井液，影响油基钻井液性能。
第六十五条 电测及下套管前，应调整钻井液性能至设计范围内。
第十节 水基钻井液性能维护和处理
第六十六条 密度调整
1. 依据现场作业情况，可选择加强固控设备使用率降低固相含量、加入处理剂胶液或混入相同体系、较低密度钻井液等方法降低钻井液密度。
2. 宜采取加入加重材料和混入一定百分比加重钻井液等方法提升钻井液密度。常见加重材料有重晶石、铁矿粉、石灰石粉等。提升钻井液密度时，应注意以下几点：
a. 提升钻井液密度前，宜先使用机械式净化设备清除劣质固相，然后加入处理剂胶液，使钻井液膨润土含量和固相含量保持在设计范围低限。
b. 加重材料应经加重装置按循环周均匀加入，每个循环周密度提升值宜控制在0.02～0.04g/cm3之间（井涌和溢流压井时除外）。
c. 高密度钻井液需提升密度时，宜加入适量润滑剂改善钻井液润滑性。
d. 提升钻井液密度后，应循环调整钻井液性能至设计范围内。
3. 可使用水溶性盐类作为提升盐水钻井液密度加重材料。
第六十七条 流变性调整
1. 应依据钻井液体系特点和引发钻井液流变性改变原因，确定安全、经济、高效维护处理方法。
2. 加入处理剂过量或粘土固相过高造成粘度和切力升高时，宜加入水或处理剂胶液、提升固控设备使用率等方法处理。
3. 盐钙侵污染造成粘度和切力升高时，宜加入纯碱和抗盐、抗钙降粘剂处理。
4. 因为处理剂高温降解失效或减效，造成粘度和切力升高时，宜加入耐温性更强降粘剂处理。
5. 钻井液中加入增粘剂或预水化膨润土浆，可快速有效提升钻井液粘度和切力。
第六十八条 滤失量控制
1. 依据钻井液中膨润土含量和固相含量，确定钻井液滤失量调整方案。
2. 控制钻井液高温高压滤失量，加入钻井液降滤失剂外，宜配合使用2%以上浓度天然沥青或天然沥青改性类处理剂控制钻井液高温高压滤失量。
3. 依据钻井液体系特点，和钻井液抗盐和抗温能力要求，以“安全、经济、高效”为标准，优选钻井液降滤失剂。
第六十九条 劣质固相含量控制
宜采取增强钻井液抑制性、提升固控设备使用效率、加入处理剂胶液和定时清理沉砂罐等方法控制钻井液中劣质固相累积。
第七十条 酸碱度调整
应依据钻井液类型和特点调整钻井液酸碱度。宜采取烧碱水提升钻井液碱度。钻大段水泥塞时，宜采取碳酸氢钠溶液和高效抗钙降粘剂、降滤失剂降低水泥污染，并保持钻井液碱度。
第七十一条 盐水侵处理
钻井液受到大量地层盐水侵污后，宜依据侵污程度合适排放受污染钻井液，或加入适量纯碱、烧碱和抗盐降粘剂、降失水剂等处理剂转化成盐水钻井液。
第七十二条 钙、镁侵处理
钻井液受到大量钙、镁盐离子污染后，宜加入适量纯碱、烧碱和抗盐、抗钙降粘剂、降失水剂等处理剂，转化为钙处理钻井液。
第七十三条 油气侵处理
钻井液发生油气侵污染时，宜采取液气分离器或除气器除气，加入乳化剂、消泡剂，并依据井下情况提升钻井液密度等方法处理。
第七十四条 酸性气体侵处理
1．发生二氧化碳气体侵入时，应立即加入生石灰、烧碱等材料处理，控制钻井液pH值至9.5以上，并提升钻井液密度。
2．进入含硫化氢地层前，应保持钻井液pH值在10-11之间，并加入除硫剂进行预处理。
3．发觉硫化氢侵入钻井液后，应加大除硫剂用量，保持钻井液pH值在10-11之间，并合适提升钻井液密度。
第十一节 油基钻井液性能维护和处理
第七十五条 油基钻井液流变性调整
1．采取调整钻井液油水比、加入有机土和降粘剂等方法可调整钻井液流变性。
2．提升振动筛、除砂器、除泥器（清洁器）和离心机等固控设备使用率，尽可能使用80目以上筛布，避免钻井液中钻屑等有害固相增加造成粘度和动切力升高。
3．发生二氧化碳侵污造成钻井液粘度和动切力升高时，可使用石灰和乳化剂处理，维持钻井液石灰碱度在1.5～2.5mL，并提升钻井液密度。
4. 发生硫化氢侵污时，应加入除硫剂进行除硫处理，并保持钻井液石灰碱度在2.5mL以上。
第七十六条 油基钻井液滤失量控制
1. 采取增大乳化剂加量方法增强乳状液稳定性，降低油基钻井液滤失量。
2. 加入有机土、油基钻井液降滤失剂等处理剂降低滤失量。
第七十七条 油基钻井液电稳定性控制
1. 外来水进入钻井液造成油基钻井液电稳定性降低时，应加入油、乳化剂等，提升钻井液电稳定性。
2. 大量盐和钻屑侵入造成钻井液电稳定性降低时，宜采取补充新钻井液、提升固控设备使用效率和加大处理剂加量等方法恢复钻井液电稳定性。
3. 井底温度高于100℃时，应选择抗高温乳化剂。
4. 加入乳化剂、润湿剂前，应经过小型试验确定乳化剂、润湿剂加量。
第四章 油气层保护
第七十八条 钻井液油气层保护应从进入油气层以前50米开始，直至油气层固井完成或进入油气生产步骤时结束。
第七十九条 油气层保护方法关键包含：缩短钻井液浸泡时间；使用合理钻井液密度；降低钻井液滤失量；提升泥饼质量;降低钻井液固相含量；增强钻井液滤液和储层流体配伍性和适应性；使用可解堵钻井液材料。
第八十条 依据储层特点和完井方法确定钻井液油气层保护关键技术方法，并在进入油气层50m以前实施。
第八十一条 钻开油气层后，应保持钻井液性能在设计范围内。
第八十二条 严格实施钻井液油气层保护方案设计，加强作业监督，确保油气层保护方案立即有效落实。
第五章 循环系统、固控和除气设备
第一节 设备配套、安装和维护
第八十三条 循环系统和固控设备配套
表4 不一样钻机钻井液循环系统和固控设备配置要求
序号
名称
单位
钻机类型
米以内
3000米
4000米
5000米
≥6000米
基础
标准
基础
标准
基础
标准
基础
标准
基础
标准
1
振动筛
台
1～2
2
2
2
2
2
2
2
3
3
2
除砂器
台
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
3
除泥器(清洁器)
台
1
1
1
1
1
1
1

1
1
1
4
除气器
台

1

1
1
1
1
1
1
1
5
离心机
（中速）
台
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
6
锥形罐
套
1
1
1
1
1
1
1
1
1～2
1～2
7
循环罐
m3
80
120
120
120
160
160
320
320
360
360
8
储浆罐
m3
80
80
80
80
120
120
160
160
200
200
9
加重漏斗
套
1
1
1
1
1
1
2
2
2
2
10
配液罐
个
1
1
1
1
1
1
2
2
2
2
12
水罐
m3
80
120
120
160
160
200
200
200
200
200
13
液气分
离器
套
依据所钻井类型，按需要配置
14
离心机
（高速）
套
深井、超深井、高压井施工可配置1台
注：本表中要求储浆罐体积为最低配置。若井控对储浆罐体积有特殊要求时，应严格根据中国石油天然气集团企业井控相关要求实施。
第八十四条 循环系统、固控和除气设备应根据SY 6223《钻井液净化设备配套、安装、使用和维护》要求进行规范安装和维护。
第二节 固控设备使用
第八十五条 振动筛使用
1. 从井筒内返出钻井液应首先采取振动筛净化，振动筛使用率应达成100%。
2. 正常钻进排量下，钻井液筛面过流面积宜保持在75～80%。
3. 应依据地层岩性、钻速、井深和钻井液类型改变，立即调整振动筛筛布规格，尽可能选择较细目数筛布。
第八十六条 除砂器、除泥器（或清洁器）使用
1. 除砂器、除泥器（或清洁器）处理能力应达成钻进时最大循环排量150%以上。
2. 采取除砂器、除泥器（或清洁器）处理循环钻井液量应占钻井液循环总量80%以上。密度高于1.30g/cm3以上钻井液可使用清洁器替换除泥器，降低加重材料损失。
3. 钻井液粘度过高，应调整钻井液粘度和切力，确保除砂器、除泥器（或清洁器）运转正常。
4. 不定时检测并保持除砂器、除泥器（或清洁器）底流密度和进液密度合理差值。除砂器正常差值为0.3～0.6g/cm3，除泥器（或清洁器）正常差值为0.3～0.42g/cm3。
第八十七条 离心机使用
1. 采取密度低于1.25g/cm3以下钻井液钻进时，离心机使用时间宜占循环总时间50%以上。
2. 钻井液加重前，宜使用离心机2个循环周以上（压井等应急情况除外）。
3. 在复杂深井、超深井作业中，可配置一台低速离心机和一台高速离心机，便于清除胶体颗粒，回收加重材料，降低液体排放量。
第六章 泡沫钻井流体
第一节 一次性泡沫钻井流体
第八十八条 适用范围
1. 低压易漏地层。
2. 不易坍塌或可钻性差常压、低压地层。
3. 低压储层。
第八十九条 可从发泡性能，和抗盐、抗钙、抗油、抗温等方面对泡沫钻井流体性能进行评价。
第九十条 泡沫钻井流体发泡量和半衰期测量方法
1. 按配方配制100mL发泡液，高速（11000～1rpm）搅拌5 min后倒入量筒测量泡沫体积，即发泡量（mL）。
2. 静置观察，读取析出50mL液体时所需时间，即半衰期（min）。
第九十一条 经过测试发泡液发泡量（mL）和半衰期（min），确定泡沫钻井流体性能和配方。
第九十二条 施工前，应依据现场施工需要，对泡沫钻井流体抗盐、抗钙、抗原油污染和抗温等性能进行评价。
1. 抗盐评价试验：按配方配制100mL泡沫钻井流体试样三个，分别加入2%、5%、10%氯化钠，溶解后，按本规范第九十条要求，分别测量发泡量和半衰期。
2. 抗钙评价试验：按设计配方配制三份相同100mL泡沫钻井流体试样，分别加入2%、5%、10%氯化钙，溶解后，按本规范第九十条要求，分别测量发泡量和半衰期。
3. 抗油评价试验：按设计配方配制三份相同100mL泡沫钻井流体试样，分别加入5%、10%、15%原油，按本规范第九十条要求，分别测量发泡量和半衰期。
4. 抗温性评价试验：按设计配方分别配制两份相同100mL泡沫钻井流体试样（试样1和试样2），W1按本规范第九十条要求测量发泡量和半衰期。W2在试验温度下滚动老化24h后，按本规范第九十条要求测量发泡量和半衰期。
5. 抗综合污染评价试验：按设计配方分别配制两份相同100mL泡沫钻井流体试样（试样1和试样2），R1按本规范第九十条要求测量发泡量和半衰期。向R2中加入试验所需浓度盐、氯化钙和原油，在一定试验温度下滚动老化24h后，按本规范第九十条要求测量发泡量和半衰期。
第九十三条 泡沫钻井流体受污染前后发泡量和半衰期降低率越小，该泡沫钻井流体抗污染能力越强。
第二节 可循环泡沫钻井流体
第九十四条 本规范第八十八条所要求适用范围适适用于可循环泡沫钻井流体。
第九十五条 按可循环泡沫钻井流体配方（发泡剂除外）配制基液，并常温老化24h。加入发泡剂，高速（11000～1rpm）搅拌5 min后，按GB/T 16783《水基钻井液现场测试程序》评价泡沫钻井流体密度、粘度、切力、滤失量、PH值等性能。
第九十六条 取100mL可循环泡沫钻井流体基液（发泡剂除外），常温老化24h，再按配方加入发泡剂。参考本规范第九十条要求，测量泡沫液发泡量和半衰期，评价发泡性能。可循环泡沫钻井流体发泡量宜大于250mL，半衰期宜大于6h。
第九十七条 施工前，应依据现场需要，对可循环泡沫钻井流体进行抗盐和抗油性能评价。
1. 抗盐评价试验：按本规范第九十九条要求准备三份相同100mL可循环泡沫钻井流体试样，分别加入2%、3%和5%氯化钠，经高速（11000～1rpm）搅拌5 min后，分别测量发泡量和半衰期。
2. 抗油评价试验：按本规范第九十九条要求准备三份相同100mL可循环泡沫钻井流体试样，分别向试样中加入5%、10%、15%煤油，经高速（11000～1rpm）搅拌5 min后，分别测量发泡量和半衰期。
第九十八条 按附录1《水基钻井液抑制性评价方法》中岩屑滚动回收率方法评价可循环泡沫钻井流体抑制性。
第三节 压井液和压井材料贮备
第九十九条 采取泡沫钻井流体钻进时，应贮备相当于井筒容积1.5～2倍压井液，并做好维护和压井准备。压井液密度范围参考本规范第十条实施。
第一百条 在储层段采取泡沫钻井流体钻进时，除贮备井筒容积1～1.5倍压井液外，还应贮备相当于井筒容积一倍或以上加重钻井液，加重钻井液密度应高于压井液0.20g/cm3～0.40g/cm3。
第一百零一条 采取泡沫钻井流体和可循环泡沫钻井流体钻进时，应按井控相关要求和压井液维护处理要求，贮备钻井液处理剂、加重材料和堵漏材料。
第七章 井下复杂事故预防和处理
第一百零二条 钻进时，应严格实施坐岗制度，按时检测钻井液性能。以钻井液返出情况和返出钻屑岩性、形状、尺寸、数量等为依据，立即判定井下情况，提升钻井液处理维护针对性和正确性，预防井下复杂事故发生。
第一百零三条 应在确保井控安全前提下，制订含有针对性井下复杂事故预防和处理方法。
第一节 井塌预防和处理
第一百零四条 依据地层矿物组分、岩石理化性能、地层结构应力及三压力剖面，确定可能发生井塌类型。
第一百零五条 力学不稳定地层坍塌预防
1. 分析地层三压力剖面，确定合理钻井液密度。控制井下压力激动，立即灌满钻井液，保持井筒内压力平衡。
2. 可采取防塌钻井液，增加防塌材料加入量，提升钻井液封堵和造壁能力，并控制钻井液滤失量。
3. 依据井眼尺寸和钻井液类型，调整钻井液性能和循环排量，降低钻井液对井壁冲刷。
第一百零六条 化学不稳定地层坍塌预防
1. 依据钻井液类型，增加抑制剂和防塌剂加量，提升钻井液抑制性和封堵能力，优化钻井液颗粒级配，控制钻井液滤失量。
2. 采取油基钻井液。
第一百零七条 井塌处理
1. 当井下出现剥蚀掉块时，宜采取增强抑制性，提升钻井液粘度和切力，降低滤失量，提升动塑比，加大循环排量等方法，提升钻井液防塌和携砂能力。
2. 针对坍塌地层特点，可优选并加入足量防塌剂。
3. 当井下出现大量掉块，且井眼不畅时，宜立即起钻至套管内或上部裸眼内井壁稳定井段进行钻井液处理。
4. 因地应力引发井塌时，宜合适提升钻井液密度，平衡地层压力。
5. 循环划眼结束并恢复正常钻进后，宜保持较高粘度、切力和密度钻进。待岩屑返出正常后，方可逐步调整钻井液密度、粘度和切力。
第二节 井漏预防和处理
第一百零八条 依据地层岩性、录测井、钻速和漏速等相关资料，综合分析判定易发生漏失地层、井段和漏失类型，并制订对应预防和处理井漏方法。
第一百零九条 依据地层压力资料，确定合理钻井液密度范围。
第一百一十条 裂缝性漏失预防
1. 避免不均匀加重引发高密度段塞进入井筒压漏地层。
2. 控制下钻和开泵速度，避免井下压力激动压漏地层。
3. 可钻性很好井段宜控制钻速，避免环空当量密度过高压漏地层。
第一百一十一条 渗透性漏失预防
1. 优化钻井液流变性和润滑性，合适降低泵排量，降低循环压耗和井底循环当量密度。
2. 在易漏井段提前加